EA012077B1 - Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ - Google Patents
Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ Download PDFInfo
- Publication number
- EA012077B1 EA012077B1 EA200702304A EA200702304A EA012077B1 EA 012077 B1 EA012077 B1 EA 012077B1 EA 200702304 A EA200702304 A EA 200702304A EA 200702304 A EA200702304 A EA 200702304A EA 012077 B1 EA012077 B1 EA 012077B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- gas
- fluid
- sump
- chamber
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B2214/00—Aspects relating to resistive heating, induction heating and heating using microwaves, covered by groups H05B3/00, H05B6/00
- H05B2214/03—Heating of hydrocarbons
Abstract
Изобретение предлагает системы, которые содержат множество источников (102) тепла, сконфигурированных так, чтобы нагревать часть пласта; по меньшей мере одну эксплуатационную скважину (106) в пласте; насосную систему и насосно-компрессорную трубу, соединенную с насосной системой. Донная часть эксплуатационной скважины представляет собой зумпф, расположенный в основании пласта ниже нагретой его части. Флюиды стекают от нагретой части пласта в зумпф. Насосная система в сочетании с насосно-компрессорной трубой транспортирует флюиды из пласта в зумпф. Изобретение предлагает также способы для вывода части флюидов из пласта.
Description
Настоящее изобретение в целом относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. Варианты осуществления изобретения относятся к предотвращению обратного потока флюида в эксплуатационных скважинах.
Уровень техники
Углеводороды, добываемые из подземных пластов, часто используются в качестве энергоресурсов, сырья и потребительских товаров. Озабоченность по поводу истощения имеющихся углеводородных ресурсов и ухудшения общего качества добываемых углеводородов привела к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы ίη δίΐιι. Для облегчения извлечения углеводородного материала из подземного пласта может возникнуть необходимость изменения химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Эти изменения химических и физических свойств могут включать в себя реакции ίη δίΐιι. которые приводят к образованию удаляемых флюидов, изменениям состава, изменениям растворимости, изменениям плотности, фазовым переходам и/или изменениям вязкости углеводородного материала в пласте. Флюид может представлять собой, помимо прочего, газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, который по характеристикам аналогичен потоку жидкости.
Как отмечено выше, были предприняты большие усилия для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов. Однако в настоящее время все еще имеется много углеводородсодержащих пластов, из которых углеводороды, водород и/или другие продукты не могут добываться экономичным путем. Таким образом, все еще существует необходимость в улучшенных способах и системах для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных углеводородсодержащих пластов.
Раскрытие изобретения
Описанные варианты осуществления изобретения относятся в целом к системам, способам и источникам тепла для обработки подземного пласта.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предложена система, которая содержит множество источников тепла, сконфигурированных так, чтобы нагревать часть пласта; по меньшей мере одну эксплуатационную скважину в пласте, где флюиды из нагретой части пласта самопроизвольно перетекают в зумпф; насосную систему, вход в которую находится в зумпфе; и насосно-компрессорную трубу, соединенную с насосной системой и сконфигурированную так, чтобы транспортировать флюиды из пласта в зумпф.
В некоторых вариантах осуществления изобретения предложен способ, который включает использование источников тепла для нагрева части пласта; самопроизвольное стекание флюида в зумпф, расположенный ниже нагретой части пласта; и откачку пластового флюида в зумпфе для вывода из пласта части пластового флюида.
В некоторых вариантах осуществления изобретения также предложено (в сочетании с одним или более из названных выше вариантов осуществления) включение в насосную систему возвратнопоступательного вставного штангового насоса и/или газлифтной системы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения также предложены (в сочетании с одним или более из названных выше вариантов осуществления) двухфазный сепаратор, сконфигурированный так, чтобы препятствовать поступлению парофазных пластовых флюидов в насосную систему; вторая насосно-компрессорная труба, сконфигурированная так, чтобы выводить парофазный пластовый флюид из пласта, и/или отклонитель потока, сконфигурированный таким образом, чтобы препятствовать контактированию конденсата из второй насосно-компрессорной трубы с нагретой частью пласта.
В некоторых вариантах осуществления изобретения также предложено (в сочетании с одним или более из названных выше вариантов осуществления), чтобы часть насосно-компрессорной трубы располагалась в обсадной трубе, а парофазный пластовый флюид транспортировался из пласта через межтрубное пространство между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой.
В некоторых вариантах осуществления изобретения также предложено (в сочетании с одним или более из названных выше вариантов осуществления) использование возвратно-поступательного вставного штангового насоса и/или газлифтной системы для вывода из зумпфа части пластового флюида.
В некоторых вариантах осуществления изобретения также предложены (в сочетании с одним или более из названных выше вариантов осуществления) вывод части парофазного пластового флюида через насосно-компрессорную трубу; предотвращение контактирования конденсированного парофазного пластового флюида с нагретой частью пласта; вывод части парофазного пластового флюида через межтрубное пространство между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой и/или предотвращение контактирования парофазного пластового флюида с нагретой частью пласта.
В дополнительных вариантах осуществления изобретения признаки конкретных вариантов могут быть объединены с признаками других вариантов. Например, признаки одного из вариантов осуществления изобретения могут быть объединены с признаками какого-либо из других вариантов.
- 1 012077
В дополнительных вариантах осуществления изобретения обработку какого-либо подземного пласта проводят с использованием какого-либо из описанных в изобретении способов, систем или источников тепла.
В дополнительных вариантах осуществления изобретения к описанным здесь конкретным вариантам осуществления могут добавляться дополнительные признаки.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в данной области благодаря приведенному ниже описанию со ссылками на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 показаны стадии нагрева углеводород содержащего пласта.
На фиг. 2 схематически показан вид одного из вариантов осуществления части системы конверсии ίη 8Йи для обработки углеводород содержащего пласта.
На фиг. 3 схематически представлен один из вариантов осуществления отклоняющего поток устройства в эксплуатационной скважине.
На фиг. 4 схематически представлен один из вариантов осуществления отклоняющей перегородки в эксплуатационной скважине.
На фиг. 5 схематически представлен один из вариантов осуществления отклоняющей перегородки в эксплуатационной скважине.
На фиг. 6 показан один из вариантов осуществления сдвоенного концентрического вставного штангового насоса.
На фиг. 7 показан один из вариантов осуществления сдвоенного концентрического вставного штангового насоса с двухфазным сепаратором.
На фиг. 8 показан один из вариантов осуществления сдвоенного концентрического вставного штангового насоса с газовым/паровым кожухом и зумпфом.
На фиг. 9 показан один из вариантов осуществления подъемной системы.
На фиг. 10 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с дополнительной насосно-компрессорной трубой.
На фиг. 11 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с трубопроводом для подвода инжекционного газа.
На фиг. 12 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с дополнительным обратным клапаном.
На фиг. 13 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы, которая позволяет смешение газового/парового потока, подаваемого в насосно-компрессорную трубу без отдельного газового/парового трубопровода для газа.
На фиг. 14 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с обратным клапаном/выпускным узлом под пакером/противорефлюксным уплотнительным узлом.
На фиг. 15 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с концентрическими трубопроводами.
На фиг. 16 показан один из вариантов осуществления камерной подъемной системы с газовым/паровым кожухом и зумпфом.
Несмотря на то что настоящее изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления показаны в качестве примеров на чертежах и подробно описаны в изобретении. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Следует понимать, что чертежи и подробное описание не предполагают ограничения изобретения конкретными раскрытыми формами, но, напротив, предполагается охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив в рамках идеи и объема настоящего изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Приведенное ниже описание относится, в общем, к системам и способам для обработки углеводородов в пластах. Такие пласты могут подвергаться обработке для получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
«Углеводороды» обычно определяются как молекулы, образованные главным образом атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя, помимо прочего, другие элементы, такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводородами могут быть, помимо прочего, кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться в земле в минеральных матрицах или вблизи от них. Матрицы могут содержать, помимо прочего, осадочную горную породу, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородными флюидами» являются флюиды, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут содержать или захватывать неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, оксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак, или быть захваченными этими флюидами.
«Пласт» содержит один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» содержит один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий
- 2 012077 слой и/или подстилающий слой могут содержать скальную породу, сланцы, аргиллит или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления процессов конверсии ίη ЙШ покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и которые не подвергаются воздействию температур при проведении конверсии ίη $ки, в результате которой характеристики углеводородсодержащих покрывающего слоя и/или подстилающего слоя значительно изменяются. Например, подстилающий слой может содержать сланцы или аргиллит, но при конверсии ίη δίΐιι подстилающий слой не нагревают до пиролизных температур. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слой могут быть до известной степени проницаемыми.
«Пластовыми флюидами» называют флюиды, присутствующие в пласте и в числе которых могут быть пиролизные флюиды, синтез-газ, мобилизированный углеводород и вода (водяной пар). В число пластовых флюидов могут входить как углеводородные, так и неуглеводородные флюиды. Выражение «мобилизированный флюид» относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами» называют пластовые флюиды, выведенные из пласта.
«Источник тепла» представляет собой любую систему, обеспечивающую теплом по крайней мере часть пласта в основном посредством теплопроводности и/или радиационного теплообмена. Например, источник тепла может представлять собой электронагреватель, такой как изолированный проводник, длинномерный элемент и/или проводник, расположенный в трубке. Источником тепла могут быть также системы, генерирующие тепло за счет сжигания топлива вне или внутри пласта. Этими системами могут быть горелки, расположенные вне скважины, скважинные газовые горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания. В некоторых вариантах осуществления тепло, подводимое к одному или более источникам тепла или выработанное в них, может подаваться другими источниками энергии. Другие источники энергии могут или непосредственно нагревать пласт, или же энергия может передаваться переносящей среде, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует принять во внимание, что один или более источников тепла, которые поставляют тепло в пласт, могут быть разными источниками энергии. Так, например, для данного пласта некоторые источники тепла могут подавать тепло от резистивных электронагревателей, некоторые источники тепла могут поставлять тепло за счет сгорания, а некоторые источники тепла могут подавать тепло от одного или более источников энергии (например, тепло химических реакций, солнечную энергию, энергию ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая химическая реакция (например, реакция окисления). В число источников тепла может также входить нагреватель, подающий тепло в зону вблизи места нагрева и/или зону, окружающую место нагрева, такое как нагревательная скважина.
«Нагревателем» является любая система или источник тепла для генерирования тепла в скважине или вблизи области ствола скважины. Нагревателями могут быть, помимо прочего, электронагреватели, горелки, камеры горения, в которых в реакцию вступает материал пласта или материал, полученный из пласта, и/или их комбинации.
«Процесс конверсии ίη 8Йи» обозначает процесс нагрева углеводородсодержащего пласта от источника тепла с целью подъема температуры по крайней мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид.
Выражение «ствол скважины» обозначает отверстие в пласте, выполненное с помощью бурения или введения трубы в пласт. Ствол скважины может иметь, в основном, круговое поперечное сечение или какую-либо другую форму поперечного сечения. В настоящем описании изобретения выражения «скважина» и «отверстие» в случае их применения к отверстию в пласте могут использоваться на основе взаимозаменяемости с выражением «ствол скважины».
«Пиролиз» означает разрыв химических связей, обусловленный применением тепла. Например, пиролиз может включать превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Тепло может передаваться к какому-либо участку пласта, становясь причиной пиролиза. В некоторых пластах части пласта и/или другие материалы в пласте могут усиливать пиролиз за счет каталитической активности.
«Пиролизными флюидами» или «продуктами пиролиза» называют флюид, образующийся главным образом при пиролизе углеводородов. Флюид, образовавшийся в результате реакций пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или пиролизный продукт. В настоящем описании изобретения «зоной пиролиза» называется объем пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как битумно-песчаный пласт), который подвергается реакции или реагирует с образованием пиролизного флюида.
«Крекингом» называют процесс, в котором происходит разложение и молекулярная рекомбинация органических соединений с образованием большего числа молекул, чем имелось вначале. При крекинге протекает ряд реакций, сопровождающихся переносом атома водорода между молекулами. Например, лигроин может подвергаться реакции термического крекинга с образованием этилена и Н2.
- 3 012077 «Суперпозиция тепла» означает подачу тепла от двух или более источников тепла на выбранный участок пласта так, что источники тепла влияют на температуру пласта по крайней мере в одном месте между источниками.
«Конденсируемыми углеводородами» являются углеводороды, которые конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать в себя смесь углеводородов с числом атомов углерода более 4. «Неконденсируемыми углеводородами» являются углеводороды, которые не конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать в себя смесь углеводородов с числом атомов углерода менее 5.
Углеводороды в пластах могут обрабатываться различными способами с образованием различных продуктов. В некоторых вариантах осуществления изобретения углеводороды в пластах обрабатывают постадийно. На фиг. 1 показаны стадии нагрева углеводородсодержащего пласта. На фиг. 1 приведен также пример зависимости выхода (Υ) в баррелях нефтяного эквивалента на тонну (ось у) пластовых флюидов из пласта от температуры (Т) нагретого пласта в градусах Цельсия (ось х).
Десорбция метана и испарение воды осуществляются на стадии 1 нагрева. Нагрев пласта на стадии 1 может производиться по возможности быстро. Например, при начальном нагревании углеводородсодержащего пласта углеводороды в пласте десорбируют адсорбированный метан. Из пласта может добываться десорбированный метан. Если углеводородсодержащий пласт нагревается дальше, вода в углеводород содержащем пласте испаряется. В некоторых углеводород содержащих пластах вода может занимать от 10 до 50% порового объема пласта. В других пластах вода занимает большие или меньшие доли порового объема. Вода, как правило, испаряется в пласте при температуре от 160 до 285°С и абсолютном давлении от 600 до 7000 кПа. В некоторых вариантах осуществления изобретения испарившаяся вода приводит к изменениям смачиваемости в пласте и/или к повышенному пластовому давлению.
Изменения смачиваемости и/или повышенное пластовое давление могут повлиять на пиролитические реакции или другие реакции в пласте. В некоторых вариантах осуществления испарившуюся воду добывают из пласта. В других вариантах осуществления изобретения испарившуюся воду используют для отбора пара и/или дистилляции в пласте или вне пласта. Удаление воды из пласта и увеличение порового объема увеличивают пространство для хранения углеводородов в поровом объеме.
В некоторых вариантах осуществления изобретения после нагрева на первой стадии пласт продолжают нагревать дальше, в результате чего температура в пласте достигает (по крайней мере) начальной температуры пиролиза (такой как температура на нижнем конце диапазона температур на стадии 2). Углеводороды в пласте могут подвергаться пиролизу на стадии 2. Температурный диапазон пиролиза варьируется в зависимости от типов углеводородов в пласте. Температурный диапазон пиролиза может составлять от 250 до 900°С. Температурный диапазон пиролиза для получения желаемых продуктов может составлять лишь часть полного температурного диапазона пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения температурный диапазон пиролиза для получения желаемых продуктов может составлять от 250 до 400°С или от 270 до 350°С. Если температуру углеводородов в пласте медленно поднимают в пределах температур от 250 до 400°С, образование продуктов пиролиза может в существенной степени завершиться при достижении температуры 400°С. Для получения желаемых продуктов среднюю температуру углеводородов можно поднимать со скоростью менее 5°С в сутки, менее 2°С в сутки, менее 1°С в сутки или менее 0,5°С в сутки. Нагрев углеводородсодержащего пласта несколькими источниками тепла может создавать тепловые градиенты вокруг источников тепла, которые медленно поднимают температуру углеводородов в пласте в температурном диапазоне пиролиза.
Скорость подъема температуры в пределах температур пиролиза для желаемых продуктов может влиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленный подъем температуры в пределах температур пиролиза для желаемых продуктов может препятствовать мобилизации крупноцепочечных молекул в пласте. Медленный подъем температуры в пределах температур пиролиза для желаемых продуктов может ограничить реакции между мобилизированными углеводородами, которые дают нежелательные продукты. Медленный подъем температуры пласта в пределах температур пиролиза для желаемых продуктов может позволить получать из пласта высококачественные, обладающие высокой плотностью (в градусах Американского нефтяного института) углеводороды. Медленный подъем температуры пласта в пределах температур пиролиза для желаемых продуктов может позволить выводить большое количество содержащихся в пласте углеводородов в качестве углеводородного продукта.
В некоторых вариантах осуществления конверсии ίη δίΐιι часть пласта нагревают до желаемой температуры вместо того, чтобы медленного поднимать температуру в температурном диапазоне. В некоторых вариантах желаемая температура составляет 300, 325 или 350°С. В качестве желаемой температуры могут быть выбраны и другие температуры. Суперпозиция тепла из источников тепла позволяет устанавливать в пласте желаемую температуру относительно быстро и надежно. Поступление энергии в пласт из источников тепла можно регулировать для поддержания пласта, по существу, при желаемой температуре. Нагретую часть пласта поддерживают, по существу, при желаемой температуре до уменьшения пиролиза в такой степени, что добыча желаемых пластовых флюидов из пласта становится неэкономичной. Подвергаемые пиролизу части пласта могут включать в себя области, доведенные до диапазона темпера
- 4 012077 тур пиролиза путем теплопередачи только от одного источника тепла.
В некоторых вариантах осуществления изобретения из пласта добывают пластовые флюиды, включающие в себя пиролизные флюиды. По мере повышения температуры пласта количество конденсируемых углеводородов в добываемом пластовом флюиде может снижаться. При высоких температурах пласт может производить в основном метан и/или водород. Если углеводород, содержащий пласт, нагревают через весь пиролизный диапазон, вблизи верхнего предела пиролизного диапазона пласт может производить только небольшие количества водорода. После истощения всего имеющегося водорода пласт, как правило, производит минимальное количество флюида.
После пиролиза углеводородов в пласте может оставаться большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительная часть остающегося в пласте углерода может быть добыта из пласта в виде синтез-газа. Образование синтез-газа может осуществляться на третьей стадии нагрева, изображенной на фиг. 1. Стадия 3 может включать в себя нагрев углеводородсодержащего пласта до температуры достаточной для образования синтез-газа. Например, синтез-газ может образоваться в диапазоне от примерно 400 до примерно 1200°С, от примерно 500 до примерно 1100°С или от примерно 550 до примерно 1000°С. Температура нагретой части пласта, когда флюид, образующий синтез-газ поступает в пласт, определяет состав образующегося в пласте синтез-газа. Образованный синтез-газ может быть выведен из пласта через эксплуатационную скважину или эксплуатационные скважины.
Общее содержание энергии во флюидах, добываемых из углеводородсодержащего пласта, может оставаться относительно постоянным в процессе пиролиза и образования синтез-газа. В процессе пиролиза при относительно низких температурах пласта значительную часть добываемого флюида могут составлять конденсируемые углеводороды с высоким содержанием энергии. Однако при более высоких температурах пиролиза содержание конденсируемых углеводородов в пластовом флюиде может быть меньше. Из пласта можно добывать большее количество неконденсируемых пластовых флюидов. При образовании преимущественно неконденсируемых пластовых флюидов содержание энергии на единицу объема добытого флюида может несколько снижаться. В процессе образования синтез-газа содержание энергии на единицу объема добытого синтез-газа значительно снижается по сравнению с содержанием энергии в пиролизном флюиде. Однако объем добываемого синтез-газа во многих случаях значительно повышается, компенсируя тем самым пониженное содержание энергии.
На фиг. 2 схематически показан вариант осуществления части системы конверсии ίη Юн для обработки углеводород содержащего пласта. Система конверсии ίη Юн может содержать барьерные скважины 100. Барьерные скважины используют для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует протеканию флюида в обрабатываемый участок и/или из него. Барьерные скважины содержат, помимо прочего, водопонижающие скважины, скважины с разрежением, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, растворные скважины, замораживающие скважины и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления изобретения барьерные скважины 100 являются водопонижающими скважинами. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать поступлению жидкой воды в часть пласта, которую предстоит нагревать, или в нагреваемый пласт. В варианте, изображенном на фиг. 2, показаны барьерные скважины 100, проходящие лишь вдоль одной стороны источников 102 тепла, но, как правило, барьерные скважины окружают все используемые или планируемые быть использованными источники тепла с целью нагрева обрабатываемого участка пласта.
Источники 102 тепла размещены, по крайней мере, в части пласта. Источниками 102 тепла могут быть нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели с проводником в трубке, наземные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или естественные распределенные камеры сгорания. Источниками 102 тепла могут быть и другие типы нагревателей. Источники 102 тепла подают тепло, по крайней мере, к части пласта для нагрева углеводородов в пласте. Энергия может подводиться к источникам 102 тепла по линиям 104 питания. Линии 104 питания могут быть структурно различными в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагревания пласта. Линии 104 питания для источников тепла могут пропускать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать циркулирующий в пласте жидкий теплоноситель.
Эксплуатационные скважины 106 используют для вывода из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления изобретения эксплуатационные скважины 106 могут содержать один или более источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или более частей пласта в эксплуатационной скважине или вблизи нее. Источник тепла в эксплуатационной скважине может препятствовать конденсации и обратному потоку пластового флюида, удаленному из пласта.
Добываемый из эксплуатационных скважин 106 пластовый флюид может транспортироваться по собирающему трубопроводу 108 к очистному сооружению 110. Пластовые флюиды могут также добываться из источников 102 тепла. Например, флюид может добываться из источников 102 тепла с целью регулирования давления в пласте, примыкающем к источникам тепла. Флюид, добываемый из источников 102 тепла, может транспортироваться через насосно-компрессорную трубу или трубопровод к собирающему трубопроводу 108,либо же добываемый флюид может транспортироваться через насоснокомпрессорную трубу или трубопровод непосредственно к очистному сооружению 110. Очистное со
- 5 012077 оружение 110 может содержать сепараторные установки, реакторные установки, обогащающие установки, топливные элементы, турбины, емкости для хранения и/или другие системы и установки для переработки добытых пластовых флюидов.
Благодаря обратному потоку флюида в пласт в скважинах существует потенциальный источник потерь тепла из нагретого пласта. Обратный поток флюида происходит тогда, когда пары конденсируются в скважине и стекают в часть скважины, примыкающую к нагретой части пласта. Пары могут конденсироваться в скважине, примыкающей к покрывающему слою пласта с образованием сконденсированного флюида. Сконденсированный флюид, стекающий в скважину, примыкающую к нагретому пласту, поглощает из пласта тепло. Поглощенное сконденсированным флюидом тепло охлаждает пласт и приводит к необходимости подвода в пласт дополнительной энергии для поддержания в пласте заданной температуры. Некоторые флюиды, которые конденсируются в покрывающем слое и стекают в часть скважины, примыкающей к нагретому пласту, могут реагировать с образованием нежелательных соединений и/или кокса. Предотвращение обратного потока флюидов может значительно улучшить термический КПД системы конверсии ίη δίΐιι и/или качество продукта, добываемого из системы конверсии ίη δίΐιι.
Для некоторых вариантов осуществления часть скважины, примыкающую к области покрывающего слоя пласта, скрепляют цементом с пластом. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина содержит набивочный материал, помещаемый вблизи перехода от нагретой части пласта к покрывающему слою. Набивочный материал препятствует переходу пластового флюида от нагретой части пласта в отрезок ствола скважины, примыкающий к покрывающему слою. Через набивочный материал могут проходить провода, трубопроводы, устройства и/или измерительные приборы, но набивочный материал препятствует подъему пластового флюида к отрезку скважины, примыкающему к области покрывающего слоя пласта.
Поток добываемого флюида вверх по скважине к поверхности является желательным для некоторых типов скважин, в частности для эксплуатационных скважин. Поток добываемого флюида вверх по скважине является также желательным для некоторых нагревательных скважин, которые используются для регулирования давления в пласте. Покрывающий слой или трубопровод в скважине, используемый для транспортирования пластового флюида от нагретой части пласта к поверхности, могут нагреваться, чтобы препятствовать конденсации на трубопроводе или в нем. Однако подача тепла в покрывающий слой может быть дорогостоящей или же может приводить к усиленному крекингу или коксообразованию пластового флюида в процессе добычи из пласта пластового флюида.
Для того чтобы избежать необходимости нагревания покрывающего слоя или нагревания проходящего через покрывающий слой трубопровода, в стволе скважины могут быть размещены один или несколько отклонителей потока для предотвращения обратного потока флюида в ствол скважины, примыкающий к нагретой части пласта. В некоторых вариантах осуществления отклонитель потока задерживает флюид над нагретой частью пласта. Задержанные в отклонителе потока флюиды могут удаляться из отклонителя потока с помощью насоса, газлифта или какого-либо другого способа удаления флюида. В некоторых вариантах осуществления отклонитель потока направляет флюид к насосу, газлифтному агрегату или другому отводящему флюид устройству, расположенному под нагретой частью пласта.
На фиг. 3 приведен вариант осуществления отклонителя потока в эксплуатационной скважине. Эксплуатационная скважина 106 содержит насосно-компрессорную трубу 112. В некоторых вариантах осуществления отклонитель потока 114 соединен с насосно-компрессорной трубой 112 или находится вблизи нее в покрывающем слое 116. В некоторых вариантах осуществления отклонитель потока помещают в нагретую часть пласта. Отклонитель потока 114 может находиться на поверхности раздела покрывающего слоя 116 и углеводородного слоя 118 или вблизи этой поверхности. Углеводородный слой 118 нагревается источниками тепла, расположенными в пласте. Отклонитель потока 114 может содержать набивку 120, стояк 122 и уплотнение 124 в насосно-компрессорной трубе 112. Пластовый флюид в паровой фазе из нагретого пласта перемещается из углеводородного слоя 118 в стояк 122. В некоторых вариантах осуществления стояк 122 перфорирован под набивкой 120 для облечения передвижения флюида в стояк. Набивка 120 препятствует проходу парофазного пластового флюида в верхнюю часть эксплуатационной скважины 106. Пластовый флюид в паровой фазе перемещается по стояку 122 в насосно-компрессорную трубу 112. Неконденсируемая часть пластового флюида поднимается по насоснокомпрессорной трубе 112 к поверхности. Парофазный пластовый флюид в насосно-компрессорной трубе 112 может охлаждаться по мере своего подъема к поверхности в насосно-компрессорной трубе. Если часть парофазного пластового флюида конденсируется в жидкость в насосно-компрессорной трубе 112, жидкость течет под действием силы тяжести к уплотнению 124. Уплотнение 124 препятствует поступлению жидкости в нагретую часть пласта. Жидкость, собираемую над уплотнением 124, удаляют насосом 126 через трубопровод 128. Насосом 126 может быть, в частности, штанговый насос, электронасос или винтовой насос (конструкция Моупо). В некоторых вариантах осуществления жидкость над уплотнением 124 поднимают с помощью газа по трубопроводу 128. Образование сконденсированного флюида может снизить себестоимости, связанные с отведением тепла от флюидов в стволе эксплуатационной скважины.
- 6 012077
В некоторых вариантах осуществления эксплуатационная скважина 106 содержит нагреватель 130. Нагреватель 130 подает тепло для испарения жидкостей в части эксплуатационной скважины 106 вблизи углеводородного слоя 118. Нагреватель 130 может находиться в насосно-компрессорной трубе 112 или же может быть соединен с наружной частью насосно-компрессорной трубы. В некоторых вариантах осуществления изобретения, где нагреватель находится вне насосно-компрессорной трубы, часть нагревателя проходит через набивочный материал.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в насосно-компрессорную трубу 112 и/или трубопровод 128 может вводиться разбавитель. Разбавитель используют для предотвращения забивки насосно-компрессорной трубы, насоса 126 и/или трубопровода 128. Разбавителем могут быть, в частности, вода, спирт, растворитель и/или поверхностно-активное вещество.
В некоторых вариантах осуществления изобретения стояк 122 доходит до поверхности эксплуатационной скважины 106. Перфорации и отклоняющая перегородка в стояке 122, расположенные над уплотнением 124, направляют сконденсированную жидкость из стояка в насосно-компрессорную трубу 112.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в эксплуатационной скважине могут находиться два или более отклонителя потока. Два или более отклонителя потока обеспечивают простой путь отделения исходных фракций от сконденсированного флюида, добываемого из системы конверсии ίη δίΐιι. Для удаления сконденсированного флюида из отклонителей потока в каждый их них может быть помещен насос.
В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды (газы и жидкости) могут направляться с помощью отклонителя потока непосредственно к дну эксплуатационной скважины. Флюиды могут добываться со дна эксплуатационной скважины. На фиг. 4 приведен вариант выполнения отклонителя потока, который направляет флюид к дну эксплуатационной скважины. Отклонитель потока 114 может содержать набивочный материал и отклоняющую перегородку 132, расположенную в насоснокомпрессорной трубе 112. Отклоняющей перегородкой может быть труба, расположенная вокруг трубопровода 128. Насосно-компрессорная труба 112 может иметь отверстия 134, позволяющие флюидам из углеводородного слоя 118 поступать в насосно-компрессорную трубу. В некоторых вариантах осуществления все или часть этих отверстий примыкают к неуглеводородному слою пласта, через который протекает нагретый пластовый флюид. Отверстиями 134 могут быть, в частности, решетки, перфорации, прорези и/или другие проемы. Углеводородный слой 118 может нагреваться с помощью нагревателей, расположенных в других частях пласта, и/или нагревателем, расположенным в насосно-компрессорной трубе 112.
Отклоняющая перегородка 132 и набивочный материал 120 направляют поступающий в насоснокомпрессорную трубу 112 пластовый флюид в ненагретую зону 136. Часть пластового флюида может конденсироваться на внешней стороне отклоняющей перегородки 132 или на стенках насоснокомпрессорной трубы 112, примыкающих к ненагретой зоне 136. Жидкий флюид из пласта и/или сконденсированный флюид могут стекать под действием силы тяжести к зумпфу или донной части насоснокомпрессорной трубы 112. Жидкость или конденсат в донной части насосно-компрессорной трубы 112 могут перекачиваться к поверхности по трубопроводу 128 с помощью насоса 126. Насос 126 может быть заглублен в основание на 1, 5, 10, 20 м или глубже. В некоторых вариантах осуществления насос может помещаться в незащищенной кожухом (открытой) части ствола скважины. Несконденсированный флюид проходит вначале через межтрубное пространство между отклоняющей перегородкой 132 и трубопроводом 128 к поверхности, как это показано стрелками на фиг. 4. Если часть несконденсированного флюида конденсируется по пути к поверхности вблизи покрывающего слоя 116, сконденсированный флюид будет стекать под действием силы тяжести в направлении донной части насосно-компрессорной трубы 112 к всасывающей стороне насоса 126. Тепло, поглощаемое сконденсированным флюидом при его прохождении через нагретую часть пласта, передается в результате контакта с отклоняющей перегородкой 132, но не в результате непосредственного контакта с пластом. Отклоняющая перегородка 132 нагревается пластовым флюидом и радиационным теплопереносом от пласта. Когда сконденсированный флюид протекает через отклоняющую перегородку 132, примыкающую к нагретой части, тепла от пласта переносится к флюиду значительно меньше, чем в том случае, когда сконденсированный флюид мог бы контактировать с пластом. Сконденсированный флюид, стекающий ниже отклоняющей перегородки, может поглощать достаточно тепла от пара в стволе скважины для того, чтобы сконденсировать часть пара на поверхности отклоняющей перегородки 132. Сконденсированная часть пара может стекать под отклоняющую перегородку к донной части ствола скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в насосно-компрессорную трубу 112 и/или в трубопровод 128 может вводиться разбавитель. Разбавителем могут быть, в частности, вода, спирт, растворитель, поверхностно-активное вещество или их комбинация. Разные разбавители могут вводиться в разное время. Например, растворитель может вводиться тогда, когда добываемый продукт начнет переводить в раствор добытые вначале из пласта высокомолекулярные углеводороды. Позднее растворитель может быть заменен водой.
- 7 012077
В некоторых вариантах осуществления изобретения отдельный трубопровод может вводить разбавитель в ствол скважины вблизи основания, как это показано на фиг. 5. Насосно-компрессорная труба 112 направляет образующийся в пласте пар к поверхности через покрывающий слой 116. Если часть пара конденсируется в насосно-компрессорной трубе 112, конденсат может стекать ниже отклоняющей перегородки 132 к всасывающей стороне насоса 126. Отклонитель потока 114, включающий набивочный материал 120 и отклоняющую перегородку 132, направляет поток пластового флюида от нагретого углеводородного слоя 118 к ненагретой зоне 136. Жидкий пластовый флюид транспортируется насосом 126 по трубопроводу 128 к поверхности. Парообразный пластовый флюид транспортируется через отклоняющую перегородку 132 к насосно-компрессорной трубе 112. Трубопровод 138 может быть прикреплен к отклоняющей перегородке 132. Трубопровод 138 может вводить разбавитель в ствол 140, примыкающий к ненагретой зоне 136. Разбавитель может способствовать конденсации пластового флюида и/или препятствовать забивке насоса 126. Разбавитель в трубопроводе 138 может находиться под высоким давлением. Если разбавитель, проходя через нагретую часть пласта, меняет свою фазу от жидкой к парообразной, изменение давления при выходе разбавителя из трубопровода 138 дает возможность разбавителю сконденсироваться.
В некоторых вариантах осуществления изобретения всасывающая сторона насосной системы расположена в кожухе в зумпфе. В других вариантах осуществления изобретения всасывающая сторона насосной системы расположена в открытом стволе скважины. Зумпф находится ниже нагретой части пласта. Всасывающая сторона насоса может быть заглублена на 1, 5, 10, 20 м или глубже самого глубокого нагревателя, используемого для нагрева нагреваемой части пласта. Зумпф может иметь более низкую температуру, чем нагретая часть пласта. Температура зумпфа может быть более чем на 10°С, более чем на 50°С, более чем на 75°С или более чем на 100°С ниже температуры нагретой части пласта. Часть поступающего в зумпф флюида может быть жидкой. Часть поступающего в зумпф флюида может конденсироваться в зумпфе.
Для эффективного транспортирования пластового флюида от дна эксплуатационных скважин к поверхности могут использоваться подъемные системы эксплуатационных скважин. Подъемные системы эксплуатационных скважин могут обеспечивать и поддерживать максимальный необходимый перепад давления в скважине (минимальное рабочее давление нефтеносного пласта) и производительность. Подъемные системы эксплуатационных скважин могут эффективно работать с широкими пределами высокотемпературных/многофазных флюидов (газ/пар/водяной пар/вода/углеводородные жидкости) и производительности, планируемыми для эксплуатационного периода типичного проекта.
На фиг. 6 показан вариант осуществления подъемной системы со сдвоенным концентрическим вставным штанговым насосом для использования в эксплуатационных скважинах. Пластовый флюид поступает в ствол скважины 140 из нагретой части 142. Пластовый флюид может транспортироваться к поверхности по внутреннему трубопроводу 144 и внешнему трубопроводу 146. Внутренний трубопровод 144 и внешний трубопровод 146 могут быть концентрическими. Концентрические трубопроводы могут иметь преимущество перед сдвоенными (сторона к стороне) трубопроводами в традиционных промысловых эксплуатационных скважинах. Внутренний трубопровод 144 может быть использован для добычи жидкостей. Внешний трубопровод 146 может обеспечить возможность протекания пара и/или газофазных пластовых флюидов к поверхности вместе с некоторым количеством захваченных жидкостей.
Диаметр внешнего трубопровода 146 может быть выбран таким, чтобы обеспечить желаемый диапазон скоростей потока и/или минимизировать падение давления и динамическое пластовое давление. Противорефлюксное уплотнение 148 у основания внешнего трубопровода 146 может препятствовать контактированию горячих добываемых газов и/или паров с относительно холодной стенкой обсадной трубы 156 над нагретой частью 142. Это сводит к минимуму потенциальное повреждение и неэкономные потери энергии от нагретой части 142 в результате конденсации и рециркуляции флюидов. Противорефлюксное уплотнение 148 может быть динамическим уплотнением, допускающим тепловое расширение и сжатие внешнего трубопровода 146 будучи закрепленным на поверхности 152. Противорефлюксное уплотнение 148 может быть одноходовым уплотнением, предназначенным для возможности перекачки флюидов вниз по межтрубному пространству 150 для обработки или для работ по глушению скважины. В противорефлюксном уплотнении 148 могут, например, использоваться обращенные вниз эластомерные колпачки, препятствующие протеканию флюидов вверх по межтрубному пространству 150. В некоторых вариантах осуществления изобретения противорефлюксное уплотнение 148 имеет «неподвижную» конструкцию с динамическим устьевым уплотнением, допускающую перемещение внешнего трубопровода 146 к поверхности 152, благодаря чему ослабляются термические напряжения и циклирование.
Условия в какой-либо конкретной скважине или проекте могут допускать закрепление обоих концов внешнего трубопровода 146. При техническом обслуживании внешнего трубопровода 146 в течение планируемого рабочего периода эксплуатационной скважины его ремонта может не потребоваться либо же его ремонт будет проводиться редко. В некоторых вариантах осуществления с наружной стороной внешнего трубопровода 146 связан узел служебных устройств 154. Узел служебных устройств 154 может включать в себя, в частности, мониторинговые трубопроводы, контрольное и/или обработочное оборудование, такое как приборы для мониторинга температуры/давления, линии для химической обработки,
- 8 012077 линии для ввода разбавителя и линии для ввода холодного флюида, предназначенного для охлаждения системы, перекачивающей жидкости. Присоединение узла служебных устройств 154 к внешнему трубопроводу 146 может позволить оставлять узел служебных устройств (и, таким образом, входящее в этот узел потенциально сложное и чувствительное оборудование) на месте при ремонте и/или техническом обслуживании внутреннего трубопровода 144. В некоторых вариантах осуществления внешний трубопровод 146 удаляют один или более раз в течение планируемого периода работы эксплуатационной скважины.
Межтрубное пространство 150 между обсадной трубой 156 и внешним трубопроводом 146 может быть местом для работы узла служебных устройств 154 и приборного оборудования, а также для теплоизоляции с целью оптимизации и/или регулирования температуры и/или режима добываемого флюида. В некоторых вариантах осуществления межтрубное пространство 150 заполнено одним или более флюидами или газами (возможно под давлением) с целью регулирования общей теплопроводности и результирующего переноса тепла между покрывающим слоем и добываемым пластовым флюидом. Использование межтрубного пространства 150 в качестве теплового барьера может позволить: 1) оптимизировать температурный и/или фазовый режим потока флюида для последующей обработки потока флюида на поверхности; 2) оптимизировать многофазный режим, чтобы создать возможность для максимального естественного потока флюидов и перекачки жидкого потока. Концентрическая конфигурация внешнего (146) и внутреннего (144) трубопроводов имеет преимущество в том, что влияние теплопереноса и температуры на потоки флюидов являются более равномерными, чем в случае сдвоенной (параллельные трубы) конфигурации.
Внутренний трубопровод 144 может использоваться для добычи жидкостей. Жидкостями, добываемыми из внутреннего трубопровода 144, могут быть флюиды в жидкой форме, которые не захватываются газом/паром, добываемым из внешнего трубопровода 146, а также жидкости, которые конденсируются во внешнем трубопроводе. В некоторых вариантах осуществления основание внутреннего трубопровода 144 помещается ниже основания нагретой части 142 (в зумпфе 158), чтобы облегчить естественное гравитационное разделение жидкой фазы. Зумпф 158 может быть разделительным зумпфом. Зумпф 158 может также давать тепловые преимущества (например, эксплуатацию насоса в более холодных условиях и пониженное разбрызгивание жидкости в насосе) в зависимости от длины/глубины зумпфа и усредненных скоростей и/или температур флюидов.
Внутренний трубопровод 144 может содержать насосную систему. В некоторых вариантах осуществления насосная система 160 представляет собой нефтепромысловый возвратно-поступательный вставной штанговый насос. Имеется большое разнообразие конструкций и конфигураций таких насосов. Преимуществами возвратно-поступательного вставного штангового насоса являются его общедоступность и низкая стоимость. Кроме того, для этой системы хорошо разработаны и продуманы методы контроля и оценочного анализа. В некоторых вариантах осуществления первичный двигатель расположен на поверхности, преимуществом чего являются его доступность и удобство технического обслуживания. Местонахождение первичного двигателя на поверхности предохраняет, кроме того, первичный двигатель от экстремальных температур и флюидной среды ствола скважины. На фиг. 6 изображен традиционный нефтепромысловый балансирный станок-качалка на поверхности 152, передающий возвратнопоступательное движение колонне насосных штанг 162. Могут использоваться и другие типы балансирных станков-качалок, содержащие, в частности, гидроагрегаты, длинноходовые насосы, станки-качалки с пневматическим амортизатором, ротационные насосы с поверхностным приводом и ΜΙΙ-агрегаты. В зависимости от условий в скважине и желаемых скоростей перекачки могут быть использованы различные комбинации поверхностных агрегатов и насосов. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубопровод 144 закреплен с целью ограничения его перемещения и износа.
Концентрическое размещение внешнего 146 и внутреннего 144 трубопроводов может облегчить техническое обслуживание внутреннего трубопровода и связанной с ним насосной системы, включая наладку работы и/или замену скважинных компонентов. Концентрическая конфигурация обеспечивает возможность технического обслуживания, удаления и замены внутреннего трубопровода 144 без ущерба для внешнего трубопровода 146 и связанных с ним компонентов, снижая тем самым общие расходы, сокращая простои скважины и/или улучшая суммарную проектную производительность по сравнению с традиционной конфигурацией параллельного сдвоенного трубопровода. Концентрическую конфигурацию можно также модифицировать с учетом неожиданных изменений режима работы скважины в течение времени. Насосную систему можно быстро удалить и оба трубопровода можно использовать для добычи самотеком в случае более низких скоростей жидкости или намного больших по сравнению с расчетными скоростей пара/газа. Напротив, можно легко установить более крупную или отличную систему во внутренний трубопровод без нарушения баланса компонентов системы.
Для управления насосной системой с целью повышения ее эффективности и производительности скважины могут быть использованы различные средства. Этими способами могут быть, например, включающие/отключающие таймеры, системы, детектирующие простои насоса с целью измерения поверхностных нагрузок и моделирования скважинного режима, устройства, непосредственно определяющие уровень флюида, датчики, пригодные для использования при высоких температурах (капиллярные труб
- 9 012077 ки и т.п.), для обеспечения непосредственного мониторинга скважинного давления. В некоторых вариантах осуществления изобретения перекачивающую способность приводят в соответствие с наличием откачиваемого из скважины флюида.
Для повышения общей надежности, снижения себестоимости, легкости начальной установки и последующей наладки и/или технического обслуживания для данной эксплуатационной скважины могут подбираться различные варианты конструкций и/или конфигураций трубопроводов и/или колонны насосных штанг (включая материалы, физические размеры и соединения). Соединения могут, например, быть резьбовыми, сварными или предназначенными для специального применения. В некоторых вариантах осуществления изобретения секции одного или более трубопроводов соединяют по мере опускания трубопровода в скважину. В других вариантах осуществления изобретения секции одного или более трубопроводов соединяют перед вводом в скважину, и при этом трубопровод наматывают на бобину (например, в другом месте), а затем разматывают в скважину. Для оптимальной работы и производительности конкретные условия в каждой эксплуатационной скважине определяются параметрами оборудования, такими как размер оборудования, диаметры трубопроводов и размеры зумпфа.
На фиг. 7 показан один из вариантов выполнения системы со сдвоенным концентрическим вставным штанговым насосом, содержащий двухфазный сепаратор 164 у дна внешнего трубопровода, который способствует дополнительному отделению газо/парофазных флюидов и предотвращению попадания их во вставной штанговый насос. Использование двухфазного сепаратора 164 может быть выгодным при более высоких отношениях пара и газа к жидкости и может способствовать предотвращению захвата газа и низкой эффективности насоса во внутреннем трубопроводе 144.
На фиг. 8 показан один из вариантов выполнения системы со сдвоенным концентрическим вставным штанговым насосом, которая содержит газовый/паровой кожух 166, проходящий вниз в зумпф 158. Газовый/паровой кожух 166 может посылать большую часть потока произведенного флюида вниз через участок, окружающий зумпф 158, усиливая естественное отделение жидкости. Газовый/паровой кожух 166 может содержать имеющую заданный размер газовую/паровую выпускную трубу 168 около верха нагретой зоны для ослабления давления со стороны газа/ пара в результате их сбора и накапливания после кожуха. Таким образом, газовый/паровой кожух 166 может повышать суммарную эффективность снижения уровня продукта в скважине и становится более значимым при увеличении толщины нагретой части 142. Размер газовой/паровой выпускной трубы 168 может варьироваться и может определяться на основании ожидаемых объемов флюида и желаемых рабочих давлений для какой-либо конкретной эксплуатационной скважины.
На фиг. 9 показан один из вариантов выполнения камерной подъемной системы для использования в эксплуатационных скважинах. Трубопровод 170 определяет маршрут для флюидов всех фаз, которые должны быть выведены из нагретой части 142 к поверхности 152. Пакер/противорефлюксный уплотнительный узел 172 расположен выше нагретой части 142 для предотвращения поступления добываемых флюидов в межтрубное пространство 150 между трубопроводом 170 и обсадной трубой 156 над нагретой частью. Пакер/противорефлюксный уплотнительный узел 172 может уменьшать обратный поток флюида, снижая тем самым потери энергии. В этой конфигурации пакер/противорефлюксный уплотнительный узел 172 может в значительной степени изолировать работающий под давлением транспортирующий газ в межтрубном пространстве над пакером/противорефлюксным уплотнительным узлом от нагретой части 142. Таким образом, нагретая часть 142 может находиться под заданным минимальным пониженным давлением, максимально повышая приток флюида в скважину. В качестве дополнительного средства для поддержания минимального пониженного давления зумпф 158 может располагаться в стволе скважины ниже нагретой части 142. Добываемые флюиды/жидкости могут благодаря этому накапливаться в стволе скважины ниже нагретой части 142 и не оказывать излишнего противодавления на нагретую часть. Это становится еще более выгодным при увеличении толщины нагретой части 142.
В нагретую часть 142 могут поступать флюиды всех фаз. Эти флюиды направляются вниз к зумпфу 158. Флюиды поступают в подъемную камеру 174 через обратный клапан 176 в основании подъемной камеры. После того как в подъемную камеру 174 поступит достаточное количество флюида, открывается клапан 178 ввода транспортирующего газа и дает возможность транспортирующему газу пройти через пакер/противорефлюксный уплотнительный узел 172 в верх подъемной камеры. Перепускной канал 180 позволяет транспортирующему газу пройти через пакер/противорефлюксный уплотнительный узел 172 в верх подъемной камеры. Возникшее в подъемной камере 174 повышение давление закрывает обратный клапан 176 в основании и направляет флюиды из подъемной камеры в донную часть погружной трубы 182 и вверх в трубопровод 170. Клапан 178 ввода транспортирующего газа остается открытым до тех пор, пока не будет введено достаточное количество транспортирующего газа для перевода флюида в подъемной камере 174 в какое-либо сборное устройство. После этого клапан 178 ввода транспортирующего газа закрывается и создает возможность для нового заполнения подъемной камеры 174 флюидом. Этот «подъемный цикл» повторяется (периодическая операция) так часто, как это необходимо для поддержания заданного пониженного давления в нагретой части 142. Размеры оборудования, такого как трубопроводы, клапаны, и длины и/или диаметры камер зависят от проектных скоростей флюидов из нагретой части 142 и заданного минимального пониженного давления, которое необходимо поддержи
- 10 012077 вать в эксплуатационной скважине.
В некоторых вариантах осуществления изобретения вся камерная подъемная система может выводиться из скважины для ремонта, технического обслуживания и периодических пересмотров конструкции, обусловленных изменениями режима работы скважины. Однако потребность извлечения трубопровода 170, пакера/противорефлюксного уплотнительного узла 172 и подъемной камеры 174 может возникать относительно редко. В некоторых вариантах осуществления клапан 178 ввода транспортирующего газа сконструирован с возможностью извлечения из скважины с помощью талевого каната или подобного ему приспособления без извлечения трубопровода 170 или других компонентов системы. Обратный клапан 176 и/или погружная труба могут индивидуально устанавливаться и/или извлекаться одинаковым образом. Вариант отдельного извлечения погружной трубы 182 может позволить изменять размер газовой/паровой выпускной трубы 168. Вариант извлечения этих индивидуальных компонентов (объектов, для которых наиболее вероятна необходимость частой наладки, ремонта и технического обслуживания в скважине) существенно повышает привлекательность системы по сравнению с перспективой расходов на наладку и техническое обслуживание в скважине.
Газовая/паровая выпускная труба 168 может располагаться в верху погружной трубы 182, что позволяет газу и/или пару поступать из нагретой части 142 в подъемную камеру, чтобы непрерывно выходить в трубопровод 170 и препятствовать чрезмерному нарастанию давления в камере. Препятствование чрезмерному нарастанию давления в камере может повысить эффективность всей системы. Газовой/паровой выпускной трубе 168 могут быть приданы такие размеры, которые позволили бы избежать избыточного обходного проникания вводимого транспортирующего газа в трубопровод 170 в подъемном цикле, способствуя прохождению вводимого транспортирующего газа вокруг основания погружной трубы 182.
Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг. 9, включает единственный клапан 178 ввода транспортирующего газа (а не множество промежуточных «разгружающих» клапанов, обычно используемых в газлифтных системах). Наличие единственного клапана ввода транспортирующего газа существенно упрощает конструкцию и/или механику скважинной системы, уменьшая тем самым сложность, снижая себестоимость и повышая надежность всей системы. Однако наличие единственного клапана ввода транспортирующего газа требует, чтобы действующее в системе транспортирующего газа давление было достаточным для компенсации давления и вытеснения наиболее тяжелого флюида, которым может быть заполнен весь ствол скважины, или какого-либо иного средства, чтобы в этом случае вначале «разгрузить» скважину. В некоторых вариантах осуществления изобретения, в которых эксплуатационные скважины сильно заглублены в пласт, например глубже 900 м, глубже 1000 м или глубже 1500 м, могут использоваться разгрузочные клапаны.
В некоторых вариантах осуществления изобретения отношение диаметра камеры к диаметру обсадной трубы выдерживают как можно более высоким, чтобы довести до максимума объемную производительность системы. Выбор отношения диаметра камеры к диаметру обсадной трубы как можно более высоким позволяет довести до максимума общий градиент давления и выход флюида в скважину, в то время как давление, действующее на нагретую часть, будет минимальным.
Клапан 178 ввода транспортирующего газа, а также система подачи и регулирования газа могут быть сконструированы таким образом, чтобы обеспечить возможность ввода больших объемов газа в подъемную камеру 174 за относительно короткий промежуток времени, чтобы максимально повысить эффективность вывода флюида и минимизировать время вывода. Это позволяет снизить (или минимизировать) уменьшение количества жидкости в трубопроводе 170 при повышении (или максимизации) общего потенциала дебета флюидов скважины.
Для обеспечения регулирования клапана 178 ввода транспортирующего газа и количества газа, вводимого в каждом подъемном цикле, могут использоваться разные средства. Клапан 178 ввода транспортирующего газа может быть выполнен как саморегулирующий, чувствительный как к давлению в подъемной камере, так и к давлению в обсадной трубе. Иными словами, клапан 178 ввода транспортирующего газа может быть подобен обычно используемым в традиционных нефтепромысловых газлифтных системах клапанам, реагирующим на давление в насосно-компрессорной или обсадной трубе. Альтернативным образом, клапан 178 ввода транспортирующего газа можно регулировать с поверхности с использованием либо электрического, либо гидравлического сигнала. Эти средства могут дополняться средствами управления, регулирующими скорость и/или давление, с которыми транспортирующий газ вводится в межтрубное пространство 150 у поверхности 152. Могут быть выбраны и другие варианты конструкции и/или установки камерных подъемных систем (например, типов соединений трубопроводов и/или способа установки) из набора известных в технике средств.
На фиг. 10 показан вариант выполнения камерной подъемной системы, которая содержит дополнительную параллельную насосно-компрессорную трубу. Трубопровод 184 может обеспечить непрерывный поток добываемого газа и/или пара в обход подъемной камеры 174. Обход подъемной камеры 174 может устранить пропускание больших объемов газа и/или пара через подъемную камеру. В этом варианте выполнения подъемная камера выводит из скважины любые жидкости, накапливающиеся в зумпфе 158, которые не вытекают из скважины вместе с газовыми/паровыми фазами. Зумпф 158 в этом случае
- 11 012077 способствует естественному отделению жидкостей, повышая тем самым эффективность работы.
На фиг. 11 показан вариант выполнения камерной подъемной системы, содержащей трубопровод 186 для подвода инжекционного газа от поверхности 152 к клапану 178 ввода транспортирующего газа. Такая компоновка может иметь определенные преимущества (например, в отношении проблем целостности ствола скважины и/или изоляции) по сравнению с использованием для транспортировки инжекционного газа межтрубного пространства обсадной трубы. Хотя клапан 178 ввода транспортирующего газа помещается в целях контроля на дне скважины, такая конфигурация может также облегчить альтернативную возможность регулирования ввода транспортирующего газа с поверхности 152. Регулирование ввода транспортирующего газа полностью с поверхности 152 может устранить необходимость в клапане 178 ввода транспортирующего газа и уменьшить необходимость в наладочных работах в скважине и/или в связанных с этим затратах. Введение отдельного трубопровода для транспортирующего газа позволяет также поддерживать низкое давление или даже разрежение в межтрубном пространстве, окружающем насосно-компрессорные трубы, уменьшая тем самым перенос тепла от насосно-компрессорных труб. Это уменьшает конденсацию в трубопроводе 184 и, таким образом, обратный поток в нагретую часть 142.
На фиг. 12 приведен вариант выполнения камерной подъемной системы с дополнительным обратным клапаном, расположенным в верху подъемной камеры/погружной трубы. Обратный клапан 188 может извлекаться отдельно с помощью талевого каната или какого-либо другого средства с целью упрощения технического обслуживания и уменьшения сложности и/или расходов, связанных с наладкой в скважине. Обратный клапан 188 может препятствовать возврату остатка жидкости из трубопровода 170 в подъемную камеру 174 в период между подъемными циклами. Кроме того, обратный клапан 188 может обеспечить возможность опорожнения подъемной камеры путем вытеснения камерных флюидов и/или только жидкостей в основание трубопровода 170 (этот трубопровод остается в период между циклами заполненным флюидами), что потенциально оптимизирует расход транспортирующего газа и энергии. В некоторых вариантах осуществления изобретения в указанном режиме вытеснения в период между циклами происходит падение давления в трубопроводе для транспортирующего газа, что позволяет достичь максимального градиента давления с использованием изображенного на фиг. 12 регулирования инжекционного газа с поверхности.
Как показано на фиг. 12, внутрискважинный клапан ввода транспортирующего газа устранен, и над поверхностью 152 находится регулирующий клапан 190 инжекционного газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения в дополнение к регулирующему клапану 190 инжекционного газа или вместо него используется внутрискважинный клапан. Использование внутрискважинного регулирующего клапана вместе с регулирующим клапаном 190 инжекционного газа может позволить сохранить давление инжекционного газа в трубопроводе в режиме цикла вытеснения.
На фиг. 13 показан один из вариантов выполнения камерной подъемной системы, который позволяет смешение газового/парового потока, подаваемого в трубопровод 170 (без отдельного трубопровода для газа и/или пара) в обход подъемной камеры 174. Дополнительная: газовая/паровая выпускная труба 168', оборудованная дополнительным обратным клапаном 176', может обеспечить в период между подъемными циклами непрерывное поступление флюидов в газовой/паровой фазе в трубопровод 170 над подъемной камерой 174. Обратный клапан 176' может извлекаться отдельно, как это описано выше в отношении других рабочих компонентов. Вариант осуществления изобретения, приведенный на фиг. 13, может позволить упростить расположение скважинного оборудования путем устранения отельного трубопровода для вывода газа и пара. В некоторых вариантах осуществления изобретения ввод транспортирующего газа регулируется с помощью внутрискважинного газового инжекторного клапана 192. В других вариантах осуществления изобретения ввод транспортирующего газа регулируется на поверхности 152.
На фиг. 14 приведен вариант выполнения камерной подъемной системы с обратным клапаном/выпускным узлом 194, под пакером/противорефлюксным уплотнительным узлом 172, препятствующим потоку через пакер/противорефлюксный уплотнительный узел. При наличии обратного клапана/выпускного узла под пакером/противорефлюксньм уплотнительным: узлом 172 газовый/паровой поток обходит подъемную камеру 174. При этом сохраняется единый смешанный поток продукта к поверхности 152. Обратный клапан 194 можно извлекать отдельно, как это описано выше.
Как показано на фиг. 14, погружная труба 182 может быть составной частью трубопровода 170 и подъемной камеры 174. Если погружная труба 182 является составной частью трубопровода 170 и подъемной камеры 174, обратный клапан 176 на дне подъемной камеры может быть более доступен (например с использованием мягких способов вмешательства, включающих - но не ограничивающихся ими талевый канат и змеевик), и может использоваться больший диаметр погружной трубы для больших объемов жидкости/флюида. Здесь может быть также использовано, как описано выше, такое расположение погружной трубы, которое позволяет её извлечь, и которое зависит от конкретных потребностей данной скважины.
На фиг. 15 приведен вариант выполнения камерной подъемной системы с отдельным маршрутом к поверхности 152 для газовой/паровой фазы потока продукта с концентрическим трубопроводом, подобным ранее описанному, и с вставным штанговым насосом. Этот вариант осуществления изобретения ис
- 12 012077 ключает необходимость в том, чтобы система обратный клапан/выпускной узел смешивала газовый/паровой поток, направляемый в насосно-компрессорную трубу, с жидким потоком из камеры, как это показано на фиг. 13 и 14, и обладает при этом преимуществами концентрической конфигурации внутреннего трубопровода 144 и внешнего трубопровода 146, показанной на фиг. 6-8.
На фиг. 16 приведен вариант выполнения камерной подъемной системы с газовым/паровым кожухом 166, проходящим вниз в зумпф 158. Газовый/паровой кожух 166 и зумпф 158 обеспечивают получение тех же преимуществ, что и описаны выше применительно к фиг. 8.
Другие модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут быть очевидны для специалистов в данной области на основании приведенного описания. Соответственно этому, настоящее описание следует понимать лишь как иллюстративное, целью которого является сообщить специалистам общий способ реализации изобретения. Необходимо иметь в виду, что показанные и описанные формы реализации изобретения должны рассматриваться как, безусловно, предпочтительные варианты его осуществления. Иллюстрируемые и описываемые выше элементы, и материалы могут заменяться другими элементами и материалами, детали и способы могут быть обращены, а некоторые признаки изобретения могут применяться независимо, как всё это могло бы стать очевидным специалисту, ознакомившемуся с приведенным описанием изобретения. Изменения могут производиться в отношении описанных здесь элементов без отхода от идеи и объема изобретения, описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Следует, кроме того, иметь в виду, что описанные независимо признаки в некоторых вариантах осуществления изобретения могут быть объединены.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи пластового флюида, включающий использование нескольких источников тепла для нагрева части пласта, обеспечение поступления пластового флюида к зумпфу, расположенному в нагретой части пласта в эксплуатационной скважине, и откачку пластового флюида из зумпфа для удаления его части, характеризующийся тем, что откачку пластового флюида осуществляют путём циклических операций, на которых направляют пластовый флюид в подъёмную камеру в зумпфе, подают транспортирующий газ к входу в подъёмную камеру, предотвращают выход пластового флюида из входа в подъёмную камеру, выдавливают пластовый флюид из подъёмной камеры и из пласта в трубопровод посредством транспортирующего газа и предотвращают отвод транспортирующего газа от входа в подъёмную камеру.
- 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что часть паровой фазы пластового флюида удаляют через насосно-компрессорную трубу.
- 3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что дополнительно используют отклонитель потока для предотвращения контактирования образующегося в насосно-компрессорной трубе конденсата с нагретой частью пласта.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что подачу транспортирующего газа в подъёмную камеру осуществляют путём подачи транспортирующего газа в кольцевое пространство между трубопроводом и стенкой обсадной трубы.
- 5. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что подачу транспортирующего газа в подъёмную камеру осуществляют путём подачи транспортирующего газа по трубопроводу подачи газа.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что дополнительно используют регулирующий клапан инжекционного газа, расположенный вне эксплуатационной скважины, для регулирования подачи транспортирующего газа в подъёмную камеру.
- 7. Система добычи пластового флюида, содержащая множество источников тепла для нагрева части пласта, по меньшей мере одну эксплуатационную скважину в пласте, донная часть которой под нагретой частью пласта образует зумпф с обеспечением возможности стекания в него флюидов из нагретой части пласта, подъёмную камеру в зумпфе, обратный клапан в подъёмной камере, позволяющий или препятствующий поступлению пластового флюида в подъёмную камеру в зумпфе, клапан ввода транспортирующего газа, соединенный с подъёмной камерой и позволяющий или препятствующий поступлению транспортирующего газа к входу в подъёмную камеру, и насосно-компрессорную трубу, соединенную с подъёмной камерой и выполненную с возможностью транспортирования находящихся в подъёмной камере флюидов из пласта.
- 8. Система по п.7, в которой зумпф расположен в основании пласта.
- 9. Система по п.7 или 8, в которой зумпф расположен в части пласта с более низкой температурой по сравнению с нагретой частью пласта.
- 10. Система по пп.7-9, в которой зумпф расположен по меньшей мере на 5 м ниже самого глубокого нагревателя, используемого для нагрева нагреваемой части пласта.
- 11. Система по пп.7-10, дополнительно содержащая газоотводную трубу в погружной трубе в подъёмной камере, выполненную с возможностью подвода газовой фазы пластового флюида к входу в подъёмную камеру для поступления в насосно-компрессорную трубу, при этом газоотводная труба имеет размеры, позволяющие предотвратить избыточное обходное перетекание транспортирующего газа, когда- 13 012077 клапан ввода транспортирующего газа позволяет транспортирующему газу поступать в подъёмную камеру.
- 12. Система по пп.7-11, дополнительно содержащая один или более разгрузочных клапанов, соединенных с насосно-компрессорной трубой.
- 13. Система по пп.7-10, дополнительно содержащая обратный клапан для пропускания пара в насосно-компрессорную трубу, когда клапан ввода транспортирующего газа препятствует поступлению транспортирующего газа в подъёмную камеру.
- 14. Система по пп.7-13, дополнительно содержащая вторую насосно-компрессорную трубу для вывода из пласта паровой фазы пластового флюида.
- 15. Система по п.14, дополнительно содержащая отклонитель потока для предотвращения контактирования конденсата с нагретой частью пласта.
- 16. Система по пп.7-15, в которой пропускаемый в подъёмную камеру транспортирующий газ поступает в пространство между обсадной трубой эксплуатационной скважины и насосно-компрессорной трубой.
- 17. Система по пп.7-15, дополнительно содержащая подающий трубопровод транспортирующего газа для подвода его к подъёмной камере.
- 18. Способ откачки пластового флюида путем использования системы по любому из пп.7-17.
[ I I й--- 1 1 1 1 3/ ί 1 Д 1 1 X . 1 / |--2.--- 1 1 1 2 | / 1 1 1 1 —* 1 1 / 1 1 Τ 1 1 1 1 τ’”4 Τ г 1 / 1 1 1 1 1 Д 1 1 1 1 - 1 1 1 - 1 / |/ 1 1 -1------ 1 1 1 1 1 1 -1 — /| -/)___________ 1 1 1 4
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US67408105P | 2005-04-22 | 2005-04-22 | |
PCT/US2006/015101 WO2006116092A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Methods and systems for producing fluid from an in situ conversion process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200702304A1 EA200702304A1 (ru) | 2008-02-28 |
EA012077B1 true EA012077B1 (ru) | 2009-08-28 |
Family
ID=36655240
Family Applications (12)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702302A EA014258B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник |
EA200702306A EA012554B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой |
EA200702299A EA013555B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками |
EA200702300A EA012767B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта |
EA200702304A EA012077B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ |
EA200702301A EA012901B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами |
EA200702303A EA014760B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ нагрева пласта |
EA200702297A EA012900B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы соединения подземных нагревателей под землей |
EA200702305A EA012171B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов |
EA200702307A EA011905B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
EA200702298A EA011226B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров |
EA200702296A EA014031B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-24 | Способ получения метана |
Family Applications Before (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702302A EA014258B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник |
EA200702306A EA012554B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой |
EA200702299A EA013555B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками |
EA200702300A EA012767B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта |
Family Applications After (7)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702301A EA012901B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами |
EA200702303A EA014760B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ нагрева пласта |
EA200702297A EA012900B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы соединения подземных нагревателей под землей |
EA200702305A EA012171B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов |
EA200702307A EA011905B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
EA200702298A EA011226B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров |
EA200702296A EA014031B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-24 | Способ получения метана |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7831133B2 (ru) |
EP (12) | EP1871985B1 (ru) |
CN (12) | CN101163852B (ru) |
AT (5) | ATE435964T1 (ru) |
AU (13) | AU2006240173B2 (ru) |
CA (12) | CA2606216C (ru) |
DE (5) | DE602006006042D1 (ru) |
EA (12) | EA014258B1 (ru) |
IL (12) | IL186206A (ru) |
IN (1) | IN266867B (ru) |
MA (12) | MA29473B1 (ru) |
NZ (12) | NZ562244A (ru) |
WO (12) | WO2006115945A1 (ru) |
ZA (13) | ZA200708023B (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2723818C1 (ru) * | 2017-06-08 | 2020-06-17 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Погружной насос с паровым приводом |
Families Citing this family (120)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
US7073578B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
NZ567052A (en) * | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
ATE392536T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
US7024800B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
DE102007040606B3 (de) | 2007-08-27 | 2009-02-26 | Siemens Ag | Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
US8622133B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US7697806B2 (en) * | 2007-05-07 | 2010-04-13 | Verizon Patent And Licensing Inc. | Fiber optic cable with detectable ferromagnetic components |
US20080290719A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
US8297355B2 (en) * | 2008-08-22 | 2012-10-30 | Texaco Inc. | Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy |
DE102008047219A1 (de) | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
US9561068B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US9561066B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US9561067B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
EP2341859B1 (en) | 2008-10-06 | 2017-04-05 | Virender K. Sharma | Apparatus for tissue ablation |
US10695126B2 (en) | 2008-10-06 | 2020-06-30 | Santa Anna Tech Llc | Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue |
US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
US20100200237A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-12 | Colgate Sam O | Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
FR2947587A1 (fr) | 2009-07-03 | 2011-01-07 | Total Sa | Procede d'extraction d'hydrocarbures par chauffage electromagnetique d'une formation souterraine in situ |
CN102031961A (zh) * | 2009-09-30 | 2011-04-27 | 西安威尔罗根能源科技有限公司 | 井眼温度测量探头 |
US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
RU2570508C2 (ru) * | 2010-04-09 | 2015-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Изоляционные блоки и способы их установки в нагревателях с изолированным проводником |
CN102834585B (zh) * | 2010-04-09 | 2015-06-17 | 国际壳牌研究有限公司 | 地下地层的低温感应加热 |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8464792B2 (en) * | 2010-04-27 | 2013-06-18 | American Shale Oil, Llc | Conduction convection reflux retorting process |
US8408287B2 (en) * | 2010-06-03 | 2013-04-02 | Electro-Petroleum, Inc. | Electrical jumper for a producing oil well |
US8476562B2 (en) | 2010-06-04 | 2013-07-02 | Watlow Electric Manufacturing Company | Inductive heater humidifier |
RU2444617C1 (ru) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт |
AT12463U1 (de) * | 2010-09-27 | 2012-05-15 | Plansee Se | Heizleiteranordnung |
US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase insulated conductors |
US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
WO2012087375A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir |
RU2473779C2 (ru) * | 2011-03-21 | 2013-01-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ глушения фонтана флюида из скважины |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
RU2587459C2 (ru) | 2011-04-08 | 2016-06-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для соединения изолированных проводников |
EP2520863B1 (en) * | 2011-05-05 | 2016-11-23 | General Electric Technology GmbH | Method for protecting a gas turbine engine against high dynamical process values and gas turbine engine for conducting said method |
US9010428B2 (en) * | 2011-09-06 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Swelling acceleration using inductively heated and embedded particles in a subterranean tool |
RU2612774C2 (ru) | 2011-10-07 | 2017-03-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород |
CA2850756C (en) * | 2011-10-07 | 2019-09-03 | Scott Vinh Nguyen | Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
CN102505731A (zh) * | 2011-10-24 | 2012-06-20 | 武汉大学 | 一种毛细-引射协同作用的地下水采集系统 |
CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
CN102434144A (zh) * | 2011-11-16 | 2012-05-02 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种油田用“u”形井采油方法 |
US8908031B2 (en) * | 2011-11-18 | 2014-12-09 | General Electric Company | Apparatus and method for measuring moisture content in steam flow |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
US9488027B2 (en) | 2012-02-10 | 2016-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Fiber reinforced polymer matrix nanocomposite downhole member |
RU2496979C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт |
US9291041B2 (en) * | 2013-02-06 | 2016-03-22 | Orbital Atk, Inc. | Downhole injector insert apparatus |
US9403328B1 (en) * | 2013-02-08 | 2016-08-02 | The Boeing Company | Magnetic compaction blanket for composite structure curing |
US10501348B1 (en) | 2013-03-14 | 2019-12-10 | Angel Water, Inc. | Water flow triggering of chlorination treatment |
RU2527446C1 (ru) * | 2013-04-15 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
US9382785B2 (en) | 2013-06-17 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Shaped memory devices and method for using same in wellbores |
CN103321618A (zh) * | 2013-06-28 | 2013-09-25 | 中国地质大学(北京) | 油页岩原位开采方法 |
CA2917260A1 (en) * | 2013-07-05 | 2015-01-08 | Nexen Energy Ulc | Accelerated solvent-aided sagd start-up |
RU2531965C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
AU2014340644B2 (en) | 2013-10-22 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
DK3063362T3 (da) * | 2013-10-28 | 2020-03-23 | Halliburton Energy Services Inc | Borehulskommunikation mellem brøndboringer ved anvendelse af udvidelige materialer |
CN109012760B (zh) * | 2013-10-31 | 2022-01-21 | 反应堆资源有限责任公司 | 原位催化剂硫化、钝化和焦化方法及系统 |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
CN103628856A (zh) * | 2013-12-11 | 2014-03-12 | 中国地质大学(北京) | 一种高产水煤层气区块的阻水产气布井方法 |
GB2523567B (en) | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
MX2016012834A (es) * | 2014-04-01 | 2017-04-27 | Future Energy Llc | Arreglos de suministro de energia termica y produccion de petoleo y metodos de los mismos. |
GB2526123A (en) * | 2014-05-14 | 2015-11-18 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
US20150360322A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Siemens Energy, Inc. | Laser deposition of iron-based austenitic alloy with flux |
RU2569102C1 (ru) * | 2014-08-12 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-инженерный центр "Энергодиагностика" | Способ ликвидации отложений и предотвращения их образования в нефтяной скважине и устройство для его реализации |
US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
US9644466B2 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current |
CN107002486B (zh) * | 2014-11-25 | 2019-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 热解以增压油地层 |
US20160169451A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Fccl Partnership | Process and system for delivering steam |
CN105043449B (zh) * | 2015-08-10 | 2017-12-01 | 安徽理工大学 | 监测冻结壁温度、应力及变形的分布式光纤及其埋设方法 |
CA2991700C (en) * | 2015-08-31 | 2020-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring system for cold climate |
CN105257269B (zh) * | 2015-10-26 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种蒸汽驱与火驱的联合采油方法 |
US10125604B2 (en) * | 2015-10-27 | 2018-11-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole zonal isolation detection system having conductor and method |
RU2620820C1 (ru) * | 2016-02-17 | 2017-05-30 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Индукционный скважинный нагреватель |
US11331140B2 (en) | 2016-05-19 | 2022-05-17 | Aqua Heart, Inc. | Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions |
RU2630018C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-09-05 | Общество с ограниченной ответчственностью "Геобурсервис", ООО "Геобурсервис" | Способ ликвидации, предотвращения образования отложений и интенсификации добычи нефти в нефтегазодобывающих скважинах и устройство для его реализации |
US11486243B2 (en) * | 2016-08-04 | 2022-11-01 | Baker Hughes Esp, Inc. | ESP gas slug avoidance system |
RU2632791C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций |
CN107289997B (zh) * | 2017-05-05 | 2019-08-13 | 济南轨道交通集团有限公司 | 一种岩溶裂隙水探测系统及方法 |
CN107558950A (zh) * | 2017-09-13 | 2018-01-09 | 吉林大学 | 用于油页岩地下原位开采区域封闭的定向堵漏方法 |
AU2019279011A1 (en) | 2018-06-01 | 2021-01-07 | Santa Anna Tech Llc | Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems |
US10927645B2 (en) * | 2018-08-20 | 2021-02-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Heater cable with injectable fiber optics |
CN109379792A (zh) * | 2018-11-12 | 2019-02-22 | 山东华宁电伴热科技有限公司 | 一种油井加热电缆及油井加热方法 |
CN109396168B (zh) * | 2018-12-01 | 2023-12-26 | 中节能城市节能研究院有限公司 | 污染土壤原位热修复用组合换热器及土壤热修复系统 |
CN109399879B (zh) * | 2018-12-14 | 2023-10-20 | 江苏筑港建设集团有限公司 | 一种吹填泥被的固化方法 |
FR3093588B1 (fr) * | 2019-03-07 | 2021-02-26 | Socomec Sa | Dispositif de récupération d’energie sur au moins un conducteur de puissance et procédé de fabrication dudit dispositif de récupération |
US11708757B1 (en) * | 2019-05-14 | 2023-07-25 | Fortress Downhole Tools, Llc | Method and apparatus for testing setting tools and other assemblies used to set downhole plugs and other objects in wellbores |
US11136514B2 (en) | 2019-06-07 | 2021-10-05 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
WO2021116374A1 (en) * | 2019-12-11 | 2021-06-17 | Aker Solutions As | Skin-effect heating cable |
DE102020208178A1 (de) * | 2020-06-30 | 2021-12-30 | Robert Bosch Gesellschaft mit beschränkter Haftung | Verfahren zum Aufheizen eines Brennstoffzellensystems, Brennstoffzellensystem, Verwendung eines elektrischen Heizelements |
CN112485119B (zh) * | 2020-11-09 | 2023-01-31 | 临沂矿业集团有限责任公司 | 一种矿用提升绞车钢丝绳静拉力试验车 |
EP4113768A1 (en) * | 2021-07-02 | 2023-01-04 | Nexans | Dry-mate wet-design branch joint and method for realizing a subsea distribution of electric power for wet cables |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2757738A (en) * | 1948-09-20 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Radiation heating |
US2911047A (en) * | 1958-03-11 | 1959-11-03 | John C Henderson | Apparatus for extracting naturally occurring difficultly flowable petroleum oil from a naturally located subterranean body |
US3170519A (en) * | 1960-05-11 | 1965-02-23 | Gordon L Allot | Oil well microwave tools |
US4457365A (en) * | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4637464A (en) * | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
Family Cites Families (266)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2732195A (en) * | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
US94813A (en) * | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
US2734579A (en) * | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US438461A (en) * | 1890-10-14 | Half to william j | ||
CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
US345586A (en) * | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
US760304A (en) * | 1903-10-24 | 1904-05-17 | Frank S Gilbert | Heater for oil-wells. |
US1342741A (en) * | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
US1269747A (en) | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
GB156396A (en) | 1919-12-10 | 1921-01-13 | Wilson Woods Hoover | An improved method of treating shale and recovering oil therefrom |
US1457479A (en) * | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
US1510655A (en) * | 1922-11-21 | 1924-10-07 | Clark Cornelius | Process of subterranean distillation of volatile mineral substances |
US1634236A (en) * | 1925-03-10 | 1927-06-28 | Standard Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
US1646599A (en) * | 1925-04-30 | 1927-10-25 | George A Schaefer | Apparatus for removing fluid from wells |
US1666488A (en) * | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
US1681523A (en) * | 1927-03-26 | 1928-08-21 | Patrick V Downey | Apparatus for heating oil wells |
US1913395A (en) * | 1929-11-14 | 1933-06-13 | Lewis C Karrick | Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances |
US2244255A (en) * | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
US2244256A (en) * | 1939-12-16 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Apparatus for clearing wells |
US2319702A (en) | 1941-04-04 | 1943-05-18 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method and apparatus for producing oil wells |
US2365591A (en) * | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
US2423674A (en) * | 1942-08-24 | 1947-07-08 | Johnson & Co A | Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons |
US2390770A (en) * | 1942-10-10 | 1945-12-11 | Sun Oil Co | Method of producing petroleum |
US2484063A (en) * | 1944-08-19 | 1949-10-11 | Thermactor Corp | Electric heater for subsurface materials |
US2472445A (en) * | 1945-02-02 | 1949-06-07 | Thermactor Company | Apparatus for treating oil and gas bearing strata |
US2481051A (en) * | 1945-12-15 | 1949-09-06 | Texaco Development Corp | Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations |
US2444755A (en) * | 1946-01-04 | 1948-07-06 | Ralph M Steffen | Apparatus for oil sand heating |
US2634961A (en) | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
US2466945A (en) * | 1946-02-21 | 1949-04-12 | In Situ Gases Inc | Generation of synthesis gas |
US2497868A (en) * | 1946-10-10 | 1950-02-21 | Dalin David | Underground exploitation of fuel deposits |
US2939689A (en) * | 1947-06-24 | 1960-06-07 | Svenska Skifferolje Ab | Electrical heater for treating oilshale and the like |
US2786660A (en) * | 1948-01-05 | 1957-03-26 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for gasifying coal |
US2548360A (en) | 1948-03-29 | 1951-04-10 | Stanley A Germain | Electric oil well heater |
US2685930A (en) * | 1948-08-12 | 1954-08-10 | Union Oil Co | Oil well production process |
US2630307A (en) * | 1948-12-09 | 1953-03-03 | Carbonic Products Inc | Method of recovering oil from oil shale |
US2595979A (en) * | 1949-01-25 | 1952-05-06 | Texas Co | Underground liquefaction of coal |
US2642943A (en) * | 1949-05-20 | 1953-06-23 | Sinclair Oil & Gas Co | Oil recovery process |
US2593477A (en) * | 1949-06-10 | 1952-04-22 | Us Interior | Process of underground gasification of coal |
US2670802A (en) * | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
US2714930A (en) * | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
US2695163A (en) * | 1950-12-09 | 1954-11-23 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits |
US2630306A (en) * | 1952-01-03 | 1953-03-03 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Subterranean retorting of shales |
US2757739A (en) * | 1952-01-07 | 1956-08-07 | Parelex Corp | Heating apparatus |
US2777679A (en) * | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
US2780450A (en) * | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
US2789805A (en) * | 1952-05-27 | 1957-04-23 | Svenska Skifferolje Ab | Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member |
GB774283A (en) * | 1952-09-15 | 1957-05-08 | Ruhrchemie Ag | Process for the combined purification and methanisation of gas mixtures containing oxides of carbon and hydrogen |
US2780449A (en) * | 1952-12-26 | 1957-02-05 | Sinclair Oil & Gas Co | Thermal process for in-situ decomposition of oil shale |
US2825408A (en) * | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
US2771954A (en) * | 1953-04-29 | 1956-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of petroleum production wells |
US2703621A (en) * | 1953-05-04 | 1955-03-08 | George W Ford | Oil well bottom hole flow increasing unit |
US2743906A (en) * | 1953-05-08 | 1956-05-01 | William E Coyle | Hydraulic underreamer |
US2803305A (en) * | 1953-05-14 | 1957-08-20 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2914309A (en) * | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
US2902270A (en) * | 1953-07-17 | 1959-09-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ" |
US2890754A (en) * | 1953-10-30 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2890755A (en) * | 1953-12-19 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2841375A (en) * | 1954-03-03 | 1958-07-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method for in-situ utilization of fuels by combustion |
US2794504A (en) * | 1954-05-10 | 1957-06-04 | Union Oil Co | Well heater |
US2793696A (en) * | 1954-07-22 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2923535A (en) | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
US2801089A (en) * | 1955-03-14 | 1957-07-30 | California Research Corp | Underground shale retorting process |
US2862558A (en) * | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
US2819761A (en) * | 1956-01-19 | 1958-01-14 | Continental Oil Co | Process of removing viscous oil from a well bore |
US2857002A (en) * | 1956-03-19 | 1958-10-21 | Texas Co | Recovery of viscous crude oil |
US2906340A (en) * | 1956-04-05 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Method of treating a petroleum producing formation |
US2991046A (en) | 1956-04-16 | 1961-07-04 | Parsons Lional Ashley | Combined winch and bollard device |
US2997105A (en) | 1956-10-08 | 1961-08-22 | Pan American Petroleum Corp | Burner apparatus |
US2932352A (en) * | 1956-10-25 | 1960-04-12 | Union Oil Co | Liquid filled well heater |
US2804149A (en) * | 1956-12-12 | 1957-08-27 | John R Donaldson | Oil well heater and reviver |
US2942223A (en) * | 1957-08-09 | 1960-06-21 | Gen Electric | Electrical resistance heater |
US2906337A (en) * | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
US2954826A (en) * | 1957-12-02 | 1960-10-04 | William E Sievers | Heated well production string |
US2994376A (en) * | 1957-12-27 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3051235A (en) | 1958-02-24 | 1962-08-28 | Jersey Prod Res Co | Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation |
US2958519A (en) * | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US2974937A (en) * | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
US2998457A (en) * | 1958-11-19 | 1961-08-29 | Ashland Oil Inc | Production of phenols |
US2970826A (en) * | 1958-11-21 | 1961-02-07 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale |
US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
US2969226A (en) * | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
US3150715A (en) | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3138203A (en) | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
US3194315A (en) * | 1962-06-26 | 1965-07-13 | Charles D Golson | Apparatus for isolating zones in wells |
US3272261A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
US3358756A (en) * | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US3262741A (en) | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3278234A (en) | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3362751A (en) | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
US3410796A (en) | 1966-04-04 | 1968-11-12 | Gas Processors Inc | Process for treatment of saline waters |
US3372754A (en) * | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
NL153755C (nl) | 1966-10-20 | 1977-11-15 | Stichting Reactor Centrum | Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze. |
US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
US3542276A (en) * | 1967-11-13 | 1970-11-24 | Ideal Ind | Open type explosion connector and method |
US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
US3565171A (en) | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3554285A (en) | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
US3513249A (en) | 1968-12-24 | 1970-05-19 | Ideal Ind | Explosion connector with improved insulating means |
US3614986A (en) * | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
US3529075A (en) * | 1969-05-21 | 1970-09-15 | Ideal Ind | Explosion connector with ignition arrangement |
US3572838A (en) | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
US3614387A (en) * | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
US3761599A (en) | 1972-09-05 | 1973-09-25 | Gen Electric | Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus |
US3794113A (en) | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
US4199025A (en) | 1974-04-19 | 1980-04-22 | Electroflood Company | Method and apparatus for tertiary recovery of oil |
US3894769A (en) | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
US3933447A (en) | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US4018279A (en) | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
US4017319A (en) | 1976-01-06 | 1977-04-12 | General Electric Company | Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron |
US4487257A (en) | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
US4169506A (en) | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
US4119349A (en) | 1977-10-25 | 1978-10-10 | Gulf Oil Corporation | Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale |
US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
US4311340A (en) | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
JPS5576586A (en) * | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
US4232902A (en) | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
US4289354A (en) | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
US4290650A (en) | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
US4401099A (en) * | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
US4382469A (en) * | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
GB2110231B (en) * | 1981-03-13 | 1984-11-14 | Jgc Corp | Process for converting solid wastes to gases for use as a town gas |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US4549073A (en) | 1981-11-06 | 1985-10-22 | Oximetrix, Inc. | Current controller for resistive heating element |
US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
US4441985A (en) | 1982-03-08 | 1984-04-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for supplying the heat requirement of a retort for recovering oil from solids by partial indirect heating of in situ combustion gases, and combustion air, without the use of supplemental fuel |
CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
EP0130671A3 (en) | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
US4538682A (en) * | 1983-09-08 | 1985-09-03 | Mcmanus James W | Method and apparatus for removing oil well paraffin |
US4572229A (en) * | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
US4577691A (en) | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
JPS61104582A (ja) * | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
FR2575463B1 (fr) * | 1984-12-28 | 1987-03-20 | Gaz De France | Procede de production du methane a l'aide d'un catalyseur thioresistant et catalyseur pour la mise en oeuvre de ce procede |
US4662437A (en) * | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
CN1006920B (zh) * | 1985-12-09 | 1990-02-21 | 国际壳牌研究有限公司 | 小型井的温度测量方法 |
CN1010864B (zh) * | 1985-12-09 | 1990-12-19 | 国际壳牌研究有限公司 | 安装电加热器到井中的方法和装置 |
US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
US5050601A (en) | 1990-05-29 | 1991-09-24 | Joel Kupersmith | Cardiac defibrillator electrode arrangement |
US5042579A (en) | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US5823256A (en) | 1991-02-06 | 1998-10-20 | Moore; Boyd B. | Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier |
CN2095278U (zh) * | 1991-06-19 | 1992-02-05 | 中国石油天然气总公司辽河设计院 | 油井电加热装置 |
US5133406A (en) | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5420402A (en) * | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
CN2183444Y (zh) * | 1993-10-19 | 1994-11-23 | 刘犹斌 | 深井石油电磁加热器 |
US5507149A (en) | 1994-12-15 | 1996-04-16 | Dash; J. Gregory | Nonporous liquid impermeable cryogenic barrier |
EA000057B1 (ru) * | 1995-04-07 | 1998-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система скважин для добычи вязкой нефти |
US5730550A (en) * | 1995-08-15 | 1998-03-24 | Board Of Trustees Operating Michigan State University | Method for placement of a permeable remediation zone in situ |
US5759022A (en) * | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
US5619611A (en) | 1995-12-12 | 1997-04-08 | Tub Tauch-Und Baggertechnik Gmbh | Device for removing downhole deposits utilizing tubular housing and passing electric current through fluid heating medium contained therein |
GB9526120D0 (en) * | 1995-12-21 | 1996-02-21 | Raychem Sa Nv | Electrical connector |
CA2177726C (en) * | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
US5782301A (en) | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
MA24902A1 (fr) * | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
US6248230B1 (en) * | 1998-06-25 | 2001-06-19 | Sk Corporation | Method for manufacturing cleaner fuels |
US6130398A (en) * | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
EP1123454B1 (en) | 1998-09-25 | 2006-03-08 | Tesco Corporation | System, apparatus, and method for installing control lines in a well |
US6609761B1 (en) | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
JP2000340350A (ja) | 1999-05-28 | 2000-12-08 | Kyocera Corp | 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法 |
US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
US20020036085A1 (en) | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
RU2258805C2 (ru) | 2000-03-02 | 2005-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной |
EG22420A (en) | 2000-03-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well |
US7170424B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
US6632047B2 (en) * | 2000-04-14 | 2003-10-14 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Heater element for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
US6588503B2 (en) * | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US20030075318A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-24 | Keedy Charles Robert | In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores |
US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US20030066642A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
NZ522212A (en) * | 2000-04-24 | 2004-03-26 | Shell Int Research | Downhole electrical well heating system and method |
GB2383633A (en) * | 2000-06-29 | 2003-07-02 | Paulo S Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
EA009350B1 (ru) | 2001-04-24 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент |
AU2002303481A1 (en) | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
WO2002085821A2 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Shell International Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons |
CN1507528A (zh) * | 2001-04-24 | 2004-06-23 | ���ʿ����о�����˾ | 用来回收油的就地燃烧 |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
US20030029617A1 (en) | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
AU2002359299B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Isolation of soil with a frozen barrier prior to conductive thermal treatment of the soil |
US7165615B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
WO2003062596A1 (en) * | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US6958195B2 (en) * | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
AU2003239514A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-19 | Sensor Highway Limited | Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells |
WO2004018827A1 (en) * | 2002-08-21 | 2004-03-04 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
US7073578B2 (en) * | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
US7048051B2 (en) | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
US6796139B2 (en) | 2003-02-27 | 2004-09-28 | Layne Christensen Company | Method and apparatus for artificial ground freezing |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
CN100392206C (zh) | 2003-06-24 | 2008-06-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 |
US7147057B2 (en) | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
US7337841B2 (en) | 2004-03-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use |
ATE392536T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US7124584B1 (en) | 2005-10-31 | 2006-10-24 | General Electric Company | System and method for heat recovery from geothermal source of heat |
PL1984599T3 (pl) | 2006-02-16 | 2012-11-30 | Chevron Usa Inc | Ekstrakcja kerogenu z podziemnych złóż łupka bitumicznego |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
US20080216321A1 (en) | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Eveready Battery Company, Inc. | Shaving aid delivery system for use with wet shave razors |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
-
2006
- 2006-04-21 IN IN4144CHN2007 patent/IN266867B/en unknown
- 2006-04-21 NZ NZ562244A patent/NZ562244A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750975A patent/EP1871985B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606216A patent/CA2606216C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006006042T patent/DE602006006042D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562239A patent/NZ562239A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06751034A patent/EP1871987B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CN CN200680013122.8A patent/CN101163852B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013123.2A patent/CN101163860B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014778 patent/WO2006115945A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750974A patent/EP1871980A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EP EP06750969A patent/EP1871979A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 DE DE602006007450T patent/DE602006007450D1/de active Active
- 2006-04-21 EA EA200702302A patent/EA014258B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750976A patent/EP1871982B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 NZ NZ562249A patent/NZ562249A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015167 patent/WO2006116131A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 DE DE602006007693T patent/DE602006007693D1/de active Active
- 2006-04-21 AU AU2006240173A patent/AU2006240173B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 AU AU2006239999A patent/AU2006239999B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2606218A patent/CA2606218C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562240A patent/NZ562240A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006240175A patent/AU2006240175B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605724A patent/CA2605724C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239961A patent/AU2006239961B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702306A patent/EA012554B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239997A patent/AU2006239997B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702299A patent/EA013555B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239958A patent/AU2006239958B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605720A patent/CA2605720C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239962A patent/AU2006239962B8/en not_active Ceased
- 2006-04-21 US US11/409,523 patent/US7831133B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562243A patent/NZ562243A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562241A patent/NZ562241A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750975T patent/ATE435964T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750976T patent/ATE463658T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EA EA200702300A patent/EA012767B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013322.3A patent/CN101163853B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015104 patent/WO2006116095A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750749A patent/EP1871981A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702304A patent/EA012077B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015101 patent/WO2006116092A1/en active Search and Examination
- 2006-04-21 EA EA200702301A patent/EA012901B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750751A patent/EP1871990B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 AU AU2006240033A patent/AU2006240033B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015166 patent/WO2006116130A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702303A patent/EA014760B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013121.3A patent/CN101163858B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606181A patent/CA2606181C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013092.0A patent/CN101163851A/zh active Pending
- 2006-04-21 DE DE602006007974T patent/DE602006007974D1/de active Active
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015095 patent/WO2006116087A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 AU AU2006240043A patent/AU2006240043B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CN CN200680013320.4A patent/CN101163856B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751032A patent/EP1871983B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606165A patent/CA2606165C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013312.XA patent/CN101163859B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702297A patent/EA012900B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06751034T patent/ATE427410T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606295A patent/CA2606295C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015106 patent/WO2006116097A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702305A patent/EA012171B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562251A patent/NZ562251A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239996A patent/AU2006239996B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015084 patent/WO2006116078A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CA CA2606210A patent/CA2606210C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239963A patent/AU2006239963B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 NZ NZ562248A patent/NZ562248A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750751T patent/ATE434713T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015169 patent/WO2006116133A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015105 patent/WO2006116096A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CN CN200680013093.5A patent/CN101300401B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013101.6A patent/CN101163855B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751031A patent/EP1871986A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 AT AT06751032T patent/ATE437290T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606217A patent/CA2606217C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702307A patent/EA011905B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013090.1A patent/CN101163854B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006013437T patent/DE602006013437D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562242A patent/NZ562242A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562247A patent/NZ562247A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750964.6A patent/EP1871978B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2605729A patent/CA2605729C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606176A patent/CA2606176C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06758470A patent/EP1880078A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702298A patent/EA011226B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014776 patent/WO2006115943A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 NZ NZ562252A patent/NZ562252A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013103.5A patent/CN101163857B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EP EP06758505A patent/EP1871858A2/en not_active Withdrawn
- 2006-04-24 CA CA2605737A patent/CA2605737C/en active Active
- 2006-04-24 AU AU2006239886A patent/AU2006239886B2/en not_active Ceased
- 2006-04-24 CN CN200680013130.2A patent/CN101163780B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EA EA200702296A patent/EA014031B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 NZ NZ562250A patent/NZ562250A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 WO PCT/US2006/015286 patent/WO2006116207A2/en active Application Filing
-
2007
- 2007-09-18 ZA ZA200708023A patent/ZA200708023B/en unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708020A patent/ZA200708020B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708022A patent/ZA200708022B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708021A patent/ZA200708021B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708088A patent/ZA200708088B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708089A patent/ZA200708089B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708090A patent/ZA200708090B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708087A patent/ZA200708087B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708134A patent/ZA200708134B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708137A patent/ZA200708137B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708136A patent/ZA200708136B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708135A patent/ZA200708135B/xx unknown
- 2007-09-24 IL IL186206A patent/IL186206A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186207A patent/IL186207A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186210A patent/IL186210A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186214A patent/IL186214A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186204A patent/IL186204A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186212A patent/IL186212A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186213A patent/IL186213A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186208A patent/IL186208A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186203A patent/IL186203A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186211A patent/IL186211A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186205A patent/IL186205A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186209A patent/IL186209A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-28 ZA ZA200708316A patent/ZA200708316B/xx unknown
- 2007-11-21 MA MA30403A patent/MA29473B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30400A patent/MA29470B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30405A patent/MA29474B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30399A patent/MA29469B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30404A patent/MA29719B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30408A patent/MA29477B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30409A patent/MA29478B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30406A patent/MA29475B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30398A patent/MA29468B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30402A patent/MA29472B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30401A patent/MA29471B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30407A patent/MA29476B1/fr unknown
-
2011
- 2011-03-09 AU AU2011201030A patent/AU2011201030B2/en not_active Ceased
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2757738A (en) * | 1948-09-20 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Radiation heating |
US2911047A (en) * | 1958-03-11 | 1959-11-03 | John C Henderson | Apparatus for extracting naturally occurring difficultly flowable petroleum oil from a naturally located subterranean body |
US3170519A (en) * | 1960-05-11 | 1965-02-23 | Gordon L Allot | Oil well microwave tools |
US4457365A (en) * | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4637464A (en) * | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2723818C1 (ru) * | 2017-06-08 | 2020-06-17 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Погружной насос с паровым приводом |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA012077B1 (ru) | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ | |
CN1946917B (zh) | 用于处理地下岩层的方法 | |
RU2447274C2 (ru) | Нагревание углеводородсодержащих пластов в поэтапном процессе линейного вытеснения | |
KR101434248B1 (ko) | 열 발생 배출 경로를 갖는 타르 모래로부터 탄화수소를제조하기 위한 시스템 및 그 제조 방법 | |
CA2463112C (en) | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well | |
EA019751B1 (ru) | Способ и система для обработки подземного углеводородсодержащего пласта | |
CN102428252A (zh) | 用于从页岩原位提取油的方法和系统 | |
CN102947539A (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
AU2002359315A1 (en) | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation via backproducing through a heater well | |
US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
RU2303128C2 (ru) | Термообработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания посредством обратной добычи через обогреваемую скважину | |
RU2612774C2 (ru) | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород | |
US9163490B1 (en) | Oil shale production system using a thermal-energy-carrier fluid for creating a porous heating element in a highly permeable zone | |
AU2011237624B2 (en) | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations | |
RU2323332C2 (ru) | Тепловая обработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания с использованием естественно распределенной камеры сгорания | |
US20150101794A1 (en) | Hydrocarbon production apparatus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |